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| 持续加快储气库高效建设 牢牢把能源饭碗端在手中 |
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□ 中国石油储气库联合攻关团队
能源是工业的粮食、国民经济的命脉，是世界经济发展不可或缺的动力源泉。化石能源低碳化与低碳能源无碳化的两大转变，促进了天然气与新能源快速发展，两者相互依存、互为补充的关系可能长期存在。天然气在我国新时代能源发展中的地位不可替代，天然气对外依存度可能突破50%，我国能源安全将面临严峻挑战。同时，天然气大发展给储气库建设提出了更高要求。2021年10月21日，习近平总书记考察调研胜利油田时强调：“石油能源建设对国家意义重大，中国作为制造业大国，要发展实体经济，能源的饭碗必须端在自己手里。”
天然气地下储气库是保障国家能源安全的重大战略设施
地下储气库是天然气上、中、下游产业产供储销体系中的关键一环，其保障能源安全和国计民生的“饭碗”作用至关重要。全球地下储气库始建于1915年，据IGU年报显示，目前全球已建成689座，总储气能力4165亿立方米，占天然气年消费量的11.7%，而我国只有5%左右。美国（17%）、俄罗斯（18%）、欧盟（27%）等世界主要天然气成熟消费区均建有高于全球平均水平（12%）的调峰能力。天然气对外依存度越高的国家，工作气量占比越高，才能保障用气安全。经过长期不断地发展，在储气库规模建设的同时，建库技术也得到不断丰富、发展和完善。以美国为代表，储气库技术发展经历了4个阶段。20世纪30年代前为启动期；40年代技术起步；60~90年代全面加速，储气能力近800亿立方米，各类浅层(＜1500米储气库建库技术基本成熟，并向深层(1500~3000米)拓展；90年代进入拓展期，三维模拟、多学科交叉创新提升建库效益，2010年储气能力突破1000亿立方米。随着信息化、数字化水平不断提升，运营效益不断提高，新功能不断拓展，国外储气库类型多样、体系完备，为国内提供了宝贵的借鉴经验。但国外以浅层简单构造、中高渗储层为主的储气库建设与运行技术，难以解决中国复杂深层储气库建库关键难题。
天然气大发展势头强劲，储气能力不足仍是制约我国天然气业务可持续高质量发展的瓶颈，“十四五”期间，根据国家发展改革委、能源局对中国石油储气能力建设任务要求，中国石油储气库调峰能力需新增100亿立方米以上，建设任务十分艰巨。中国石油集团董事长、党组书记戴厚良主持召开集团公司提质增效专项会议时指出：“储气库建设势在必行，是贯彻落实习近平总书记指示批示精神的具体举措，是完成国家规定的储气能力建设任务的需要，也是中国石油开拓市场、增强调峰和应急保供能力的现实需要，对新形势下促进中国石油天然气业务高质量发展、更好地保障市场供给具有重要意义”。
我国天然气地下储气库建设面临严峻挑战
中国区域构造独特，气藏型储气库地质条件复杂。与欧美海相沉积稳定地质环境不同，中国以陆相沉积为主的含油气盆地，经历多期次构造运动，东部由于拉张作用形成一系列张性断块气藏，西部由于挤压作用形成一系列压性断块气藏。含油气盆地均为断裂发育的强非均质性复杂油气藏，尤其在中东部天然气主要消费区和管道沿线几乎没有简单建库气藏。
复杂地质条件建设储气库面临一系列严峻挑战。一是复杂断块气藏型储气库在反复强注强采工况下，存在盖层突破、断层激活泄漏的可能性。国外以静态评价方法为主的选址理论适用于简单背斜构造，无法满足复杂断块储气库天然气安全储存的需要。必须攻克交变载荷下断层和盖层动态密封理论，解决复杂断块能否建库的根本性问题，指导储气库科学选址与安全运行。二是复杂气藏建库既要求注气驱替油水形成最大储气能力，又要求短期内采出最多的气量形成调峰能力。国外简单背斜、高渗储层的储气库，无法满足复杂断块低渗储层“大吞大吐”的需要。必须攻克复杂地质条件短期高速注采渗流机理，解决设计精度差的难题。三是我国气藏储气库地层压力系数低（最低仅0.1），埋藏深（储层平均埋深3120米，最深达5399米），钻井中易发生井漏导致储层污染，运行中高强度交变载荷易造成井筒密封失效。另外，建库区内存在大量老井制约了储气库工程可行性与高效建设。必须解决井的高质量建设与长周期安全运行的难题。四是我国储气库普遍埋藏深、地层压力高，调峰采气强度大、注采运行压力高。我国建库早期压缩机制造能力无法满足高压大功率建库需要；我国采气集输管道压力世界最高，高压大流量采气管道需要进口；地面处理装置处理能力小，无法适应储气库“大吞大吐”工况。必须解决关键装备国产化和制造能力提升难题。
技术创新助力全球储气库大规模发展
根据国家重大需求，针对四大挑战，依托国家课题、公司重大专项，中国石油组织多家产学研用单位，开展多学科一体化协同攻关与实践，围绕选址评价、优化设计、工程技术与核心装备，开展关键技术攻关，攻克了世界级难题，在世界上首创复杂地质条件气藏型储气库理论技术体系，取得4项重大理论技术创新成果。
首次提出了复杂地质条件储气库选址的动态密封理论，揭示了断层、盖层密封能力变化规律，建立了动态密封能力评价方法和监测体系，形成了盖层动态密封能力评价技术、断层滑移激活评价技术、地质体密封失效监测技术。
创建了复杂地质条件储气库高速注采渗流理论和设计方法，解决了复杂非均质低渗储层科学布井与高效注采难题，形成了短期高速多轮注采渗流理论、库容多因素分区预测方法、高速不稳定流井网设计优化方法、交变注采工况井产能设计方法。
创新了复杂地质条件储气库钻采与井筒监控关键技术，解决了储气库井筒高质量建设与长寿命运行的难题，形成了大压差钻井防漏堵漏及储层保护技术、 韧性水泥浆固井技术、老井利用及疑难复杂井处置等技术。
研发了复杂地质条件储气库地面工程关键技术和装备，核心装备实现国产化，形成了高压高转速往复式注气压缩机组制造技术、大规模高效国产化烃水露点控制装置、水下精确爆燃双金属复合管制造技术、双金属机械复合管聚合物增强工艺等技术。
四大理论技术创新成果支撑中国石油“十三五”高效建成22座气藏型储气库、126亿立方米/年的调峰能力，最高日采气量超1.39亿立方米，占全国城镇燃气调峰气量的50%，形成了我国储气库新型产业，填补了储气库的空白。
面向“十四五”乃至未来一段时期，中国石油储气能力建设任务依然艰巨，需持续加强技术攻关，探索大型油气藏开发与储气库协同建设新技术、突破大型低渗岩性气藏甜点区与复杂联通采盐老腔建库技术、聚焦重大关键装备研发、推动储气库业务数字化转型，打造储气库综合评价技术2.0升级版，支撑公司“十四五” 及未来储气库高质量建设，保障国家天然气供应安全。
加快储气库经营管理配套机制落地，推动储气库规模化效益运营
储气库业务经营管理政策面临建库条件复杂、建库成本高，管理主体较多、协调难度大，气价政策缺乏、效益体现难，发展定位不明、改革任务重四大复杂情况。
中国石油是我国储气库建设的开拓者，早期由于对储气库作用与价值认识不到位，走了一段由管道板块到销售板块再到勘探板块负责建设的曲折过程。由于建库目标、建库技术、建库队伍基本都在上游板块，自2010年勘探与生产分公司作为主体负责储气库建设以来，陆续成立了储气库专业公司与油田公司储气库项目部，逐步实现专业化建设、市场化管理，采用仓储式经营方式向用户收取储气费。此举在中国石油内部实现了储气库建设运营单位盈利，各油田公司储气库建设任务纳入油田公司考核指标，建库积极性较高，推进了储气库建设跨越式发展。目前，年度调峰能力突破140亿立方米，最大日调峰能力达到了1.6亿立方米以上，储气库在调峰应急保供中发挥了巨大作用。
中国石油牵头创建了储气库项目经济评价技术方法，为储气库业务经济有效运营提供了技术支持。商务模式本着“谁建库谁受益，谁用库谁出钱”的原则，与用户签订储气服务协议，通过收取储气服务费，收回投资和成本，并获得一定的盈利；经济评价按照仓储型项目进行经济评价。参考国外储气服务费定价机制，分为一部制和两部制，两部制储气价格是未来的发展趋势。另外，还可以根据夏季低价购买天然气，冬季高价销售天然气获得收益，按照销售型项目进行经济评价，营业收入通过调峰气价差和调峰气量计算。
鉴于目前我国调峰气价政策实施方案一直没有落地，中国石油作为天然气产储销一体化公司，建设储气库产生社会效益，对公司天然气业务链带来协同效益，主要体现在3个方面。一是优化能源结构，促进绿色发展。当实现100亿立方米/年工作气量时，每年可替代1700万吨标煤，分别减排二氧化碳4454万吨、二氧化硫15万吨、氮氢化物13万吨。二是扩大消费市场，惠及上亿人口。100亿立方米工作气量，将保证4000万~5000万户家庭一年用气量。三是保障能源安全，提高综合效率。地下储气库可以优化天然气基础设施开发，提升天然气产业链综合效益。
展望未来，天然气大发展与能源转型给储气库带来黄金发展期。国家能源局2021年9月发布的《全国储气能力建设实施方案》要求，2025年全国集约储气能力达550亿~600亿立方米，占全国天然气表观消费量的12.7%~13.9%，2030年达到600亿~700亿立方米，2035年达到700亿~800亿立方米。天然气地下储气库建设任务十分艰巨，储气库人要肩负起新时代赋予我们的历史责任，把天然气供应安全的饭碗牢牢端在自己手中。
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